2024年电力行业投资策略：电力系统转型持续推进，兼具周期红利成长属性

1、 行业回顾：用电需求修复，供给结构分化

1.1、 市场表现：公用事业涨幅居前，核电领涨电力板块

公用事业板块涨幅居前。截至 2024 年 11 月 7 日，公用事业板块 2024 年内实现 涨幅 12.5%，在 31 个一级行业中排名第 14；电力板块实现涨幅 13.1%，电网设备板 块实现涨幅 15.8%，分别在 124 个二级行业中排名第 46 和第 38。

核电领涨电力板块，年内大幅跑赢沪深 300 指数。截至 2024 年 11 月 7 日，核 电板块2024年内实现涨幅34.6%，跑赢沪深300指数13.8%；水电板块实现涨幅17.9%， 跑输沪深 300 指数 2.9%；火电板块年内实现涨幅 14.2%；风电板块年内实现涨幅 5.3%； 光伏发电板块年内下跌 5.5%。

1.2、 用电需求：经济稳步复苏，二三产业拉动电力需求

2024 年前三季度，我国实现 GDP 总额(不变价)90.06 万亿元，同比增长 4.8%； 其中第一产业 5.87 亿元，同比增长 3.4%；第二产业 33.87 亿元，同比增长 5.4%；第 三产业 50.32 亿元，同比增长 4.7%。分季度看，2024 年 Q1-Q3 分别实现 GDP 总额 28.31/30.00/31.75 万亿元，分别实现同比增长 5.3%/4.7%/4.6%。

2024 年前三季度，我国 GDP 增长主要由第二和第三产业拉动。2024 年 Q1-Q3， 第二产业 GDP 总额实现同比增长 6.0%/ 5.6%/ 4.6%，对单季度 GDP 增速的贡献度分 别为 41.6%/45.8%/37.2%，同比提升 14.9/14.0/2.0pct；第三产业 GDP 总额实现同比增 长 5.0%/ 4.2%/ 4.8%，对单季度 GDP 增速的贡献度分别为 55.7%/49.2%/56.6%。

第三产业和城乡居民用电贡献主要电力需求增量。2024 年前三季度全社会用电 量 7.43 万亿千瓦时，同比增长 8.2%；其中，第一产业用电量 0.10 万亿千瓦时，同比 增长 6.0%；第二产业用电量 4.75 万亿千瓦时，同比增长 6.5%；第三产业用电量 1.40 万亿千瓦时，同比增长 11.2%；城乡居民生活用电量 1.17 万亿千瓦时，同比增长 12.0%。 分季度来看，全社会用电量同比增速维持较高水平。三大产业用电量受到 2023 年高基数影响，单三季度第一、第二产业用电量增速同比增速回落至 5%以下，第三 产业用电量增速维持在 10%左右。单三季度城乡居民生活用电量同比增长 17.8%。

2024 年前三季度第二产业用电量占比下滑。从终端用能结构看，2024 年前三季 度第一产业用电量占比维持在 1.4%；第二产业用电量占比 64.0%，同比减少 1.0pct （四舍五入，下同）；第三产业用电量占比 18.8%，同比提升 0.5pct；城乡居民生活 用电量占比 15.8%，同比提升 0.5pct。

2024 年前三季度全行业用电量增速高于 GDP 增速，度电产值下降。整体上看， 第三产业度电产值远高于第二产业和全社会度电产值。2024 年前三季度，全社会度 电产值 12.12 元，同比下降 3.1%；具体来看，第一产业度电产值 56.75 元，同比下降 2.5%；第二产业度电产值 7.12 元，同比下降 1.1%；第三产业度电产值 36.07 元，同 比下降 5.9%。

1.3、 供给结构：风光比例持续提高，电力投资有序推进

从装机结构来看，近年来新能源装机容量快速提升。截至 2024 年三季度末，我 国并网火电、水电、核电、风电、光伏发电装机容量 1418.6GW、430.55GW、58.08GW、 479.55GW、772.92GW，占比 44.9%、13.6%、1.8%、15.2%、24.5%。

从利用小时数来看，全电源利用小时数呈周期性变化，夏季用电高峰期利用小 时数较高。分电源来看，火电作为电力系统的重要保供电源，负责填补电力供需缺 口；2024 年夏季来水同比转丰，二季度水电利用小时数同比大幅改善，相应的火电 利用小时数承压；随着三季度末水电利用小时数下降，火电出力同比提升。核电利 用小时数主要受机组大修节奏的影响，整体维持高位波动。2024 年前三季度，风光 利用小时数整体承压，同比小幅下降。

从发电结构来看，大部分用电需求仍由火电机组承担，但风光发电量占比逐渐 提高。2024 年前三季度，我国总发电量 7.06 万亿千瓦时，其中火电、水电、核电、 风电、光伏发电量分别为 4.74、1.00、0.33、0.67、0.31 万亿千瓦时，占比 67.2%、 14.2%、4.6%、9.5%、4.4%。

风光投资维持高位，火电投资增速反弹。2024 年前三季度我国主要发电企业电 力工程投资完成额 5959 亿元，同比增长 7.2%；具体来看，火电完成投资 870 亿元， 同比增长 37.0%；水电完成投资 625 亿元，同比增长 6.7%；核电完成投资 803 亿元， 同比增长 36.3%；风电完成投资 1355 亿元，同比下降 2.0%；太阳能发电完成投资 2305 亿元，同比增长 3.4%。

火电投资额连续三个季度同比较快增长，风光投资增速中枢下移。分季度来看， 2024 年前三个季度单季度，火电分别完成投资额 192/343/335 亿元，同比增长 52.4%/ 28.9%/37.9%；水电分别完成投资额 164 /181 /280 亿元，同比变动-2.4%/-19.2%/44.3%； 核电分别完成投资额 200 /207/396 亿元，同比增长 24.2%/4.5%/72.2%；风电分别完 成投资额 288 /502 /565 亿元，同比变动 15.7%/-2.0%/-9.2%；光伏发电分别完成投资 额 521 /843 /941 亿元，同比变动-0.2%/1.9%/6.9%。 从全年电源工程投资节奏来看，四季度往往是电源投资的高峰。2023 年四季度 电源投资完成额占 2023 年全年的 42.76%。

2024 年前三季度风电、光伏投资额占比下滑，火电、核电投资额占比上升。2024 年前三季度火电、水电、核电、风电、光伏发电工程投资完成额占比分别为 14.6%、 10.5%、13.5%、22.7%、38.7%；较 2023 年同期变动 3.1 pct、-0.1pct、2.8pct、-2.2pct、 -1.6pct。

电网投资提速，2024 年前三季度，电网投资完成额 3982 亿元，同比增长 21.1%。 2024 年全年，国家电网计划完成电网投资 6000 亿元，同比新增 711 亿元。

2、 电改：电力市场机制不断完善，有效还原电力商品属性

2024 年 10 月，中电联发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书（征求意见稿）》， 蓝皮书系统总结我国电力市场建设取得的成就，深入分析面临的形势及挑战，研究 适合我国国情和市场建设客观要求的发展规划思路和建设目标，提出下一步深入推 进全国统一电力市场建设的路径和任务。

2.1、 发展现状：市场机制不断完善，功能作用持续增强

电力中长期市场已在全国范围内基本实现常态化运行，中长期交易规模持续增 长，2023 年全国中长期交易电量占市场交易电量比重的 90%以上，中长期合同履约 率超过 96%，成交价格平稳，充分发挥了电力中长期交易保供稳价的基础作用。中 长期市场在省间、省内全覆盖基础上正逐步转人连续运营，近 10 个省份已实现按工 作日连续开市，省间多通道集中优化出清交易转正式运行，跨省跨区交易方式更加 灵活。省内中长期市场以年度交易为主、月度交易为辅，月内交易频率逐步提高， 部分省份探索开展了 D-3 或 D-2 交易。 电力现货市场进人转正式阶段。《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规 〔2023〕1217 号)、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改 〔2023〕813 号）等文件印发以来，电力现货市场建设进一步加快推进。山西、广东 山东、甘肃和省间电力现货市场陆续转人正式运行，蒙西、湖北、浙江等试点持续 开展连续结算试运行，南方区域电力市场开展多轮结算试运行。各地区积极探索实 践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。从各地现货市场运行情况来看，现 货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力供需水平，发用两侧 主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。

电力辅助服务市场基本实现全国覆盖。电力辅助服务是指为维持电力系统安全 稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由可调节资源提供的 调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等服务。电力辅助服务市场是电力系统可调节资 源市场化配置的渠道，遵循市场原则，为电力辅助服务主体提供经济补偿。 2021 年国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕 60 号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号)，进一步规范了 电力辅助服务管理。2024 年 2 月，发改委、能源局发布《关于建立健全电力辅助服 务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196 号），提出加强电力辅助服务市场与 中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅 助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则；按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序 传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。

截至目前，我国市场化交易的辅助服务品种不断拓展，已初步建立市场引导的 辅助服务资源优化配置机制，形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、 省级辅助服务市场体系，实现了市场对资源的优化配置，对保障电力系统安全稳定 运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极的作用，部分地区积极推动 辅助服务市场机制创新，积极探索辅助服务市场与现货市场协同运行，引导独立储 能、虚拟电厂、负荷侧可调节资源等新型主体参与辅助服务市场，取得了良好效果。

电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展需要，新能源入市 节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部 新能源发电的 47.3%。部分大型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。积极构 建绿电、绿证市场体系，印发《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》（发改 能源〔2024〕1123 号)《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规 〔2024〕67 号)，不断完善交易机制，促进绿电、绿证交易规模不断扩大，2024 年上 半年全国绿电交易电量达到 1519.3 亿千瓦时，交易绿证 1.6 亿个。 随着能源转型与新型电力系统建设推进，电力商品属性逐步得到还原。电能量 市场、绿电绿证市场、辅助服务市场、容量电价分别对应电力的能量价值、环境价 值、灵活性价值、可靠性价值，更完善的市场机制有望打通电力多方面价值的传导 渠道，重塑发电侧盈利模式，助力能源转型顺利进行。

碳排放统计核算体系日益完善，为“十五五”时期在全国范围实施碳排放双控 奠定基础。2024 年 7 月，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方 案》（发改环资〔2024〕1479 号），提出到 2025 年，碳排放统计核算体系进一步完善； “十五五”时期，实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度；碳达峰 后，实施以总量控制为主、强度控制为辅的碳排放双控制度。2024 年 10 月，发改委 引发《完善碳排放统计核算体系工作方案》，部署了一系列重点任务，有利于加快建 成体系完备、相互衔接、支撑有力、统一规范的碳排放统计核算体系，为实施碳排 放双控制度提供有力支撑。

新一轮碳排放配额工作开启。碳排放配额是重点排放单位拥有的发电机组相应 的二氧化碳排放限额。2024 年 10 月，生态环境部发布《2023、2024 年度全国碳排 放权交易发电行业配额总量和分配方案》（国环规气候〔2024〕1 号），明确 2023、 2024 年度发电行业配额预分配、调整、核定、清缴等各项工作要求。 碳排放配额分为平衡值和基准值，2023-2024 年碳排放配额边际递减。碳排放平 衡值是各类机组发电、供热碳排放配额量与应清缴配额量平衡时对应的数值，是确 定各类机组发电、供热基准值的依据。2023 年度发电、供热平衡值以重点排放单位 2023 年碳排放数据为基础，统筹考虑了履约优惠政策、各项修正系数等因素综合确 定。2023、2024 年度发电、供热基准值是在 2023 年度平衡值的基础上，综合考虑经 济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、排放强度变化、市场调节需要等因素， 结合各类鼓励导向、近四年纳入全国碳排放权交易市场火电机组的碳排放强度年度 变化率，按照行业总体盈亏平衡、略有缺口的原则综合确定。

2.2、 发展目标：十四五初步建成、十五五全面建成全国统一电力市场

《蓝皮书》提出电力市场建设目标，经过三个阶段完善我国统一电力市场： 到 2025 年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全 国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。跨省跨区市场与省(区、市)/区城市场 实现有序衔接、协同运行。电力市场化交易规模显著提高，促进新能源、储能等绿 色低碳产业发展的市场交易和价格机制初步形成。监管法规和政策逐步完善，监管 效能不断提升。 到 2029 年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监 管公平统一、市场设施高标准联通。完善国家层面“1+N”基础规则体系和全国统 一的技术标准，实现全国统一准人注册、统一服务规范、统一计量结算。实现省级 现货市场全覆盖，新能源全面参与市场交易，促进跨省跨区市场与省(区、市)/区域 市场有机融合、协同运行，推动跨省跨区电力市场化交易。全国统一电力市场功能 基本完善，各类经营主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国更大范围内得到优 化配置。 到 2035 年，完善全国统一电力市场，支撑高水平社会主义市场经济体制的全面 建成，激发全社会内生动力和创新活力。实现全国统一基本规则、统一技术标准、 统一运营平台统一市场监管。多层次市场全面融合，市场环境更加公平、更有活力， 电价机制能够充分反映各类资源价值，全面实现电力资源在全国范围内的优化配置 和高效利用。

3、 火电：电价机制逐渐健全，行业盈利能力改善

3.1、 火电承担保供重任，未来很长一段时间内仍将是我国的主力电源

2024 年前三季度，我国火电发电量 4.74 万亿千瓦时，在我国发电结构中占比 67.2%。截至 2024 年三季度末，我国火电总装机容量 1418.6GW，同比新增 28.28GW， 增幅 3.35%。2017 年，国家能源局印发《关于衔接“十三五”煤电投产规模的函》， 叫停了超过50GW的在建项目和超过60GW的已核准或列规项目。《世界能源蓝皮书： 世界能源发展报告（2022）》提出，“十五五”期间，我国煤电装机预计新增 3000 万 千瓦，煤电将于 2030 年达峰，峰值约为 12.6 亿千瓦。但从现状看，自 2022 年起， 煤电装机年均增量在 35GW 以上。据不完全统计，2024 年在建 1GW 以上的燃煤电 厂约 116 座，各省纳规煤电机组容量超 300GW。

2023 年全国火电利用小时数创 2015 年来新高。十三五期间，随着国家主动控制 火电新建规模，2018-2019 年火电利用小时数小幅增加。进入十四五，由于火电在装 机结构中的进一步下降、电力需求持续提升，新能源出力不稳定的问题凸显，电力 供需关系变为偏紧，火电利用小时数持续提升。2023年我国火电利用小时数为 4466， 达 2015 年以来最高水平。 年内火电出力呈周期性波动。火电作为电力系统的重要保供电源，负责填补电 力供需缺口；2024 年夏季来水同比转丰，二季度水电利用小时数同比大幅改善，相 应的火电利用小时数承压；随着三季度末水电利用小时数下降，火电出力同比提升。

3.2、 容量电价机制与辅助服务市场拆分火电的可靠性与灵活性价值

2023 年国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自 2024 年 1 月 1 日起对煤电实行两部制电价政策。容量电价的落实使得火电收入模式由原 来的“单一电量电费”转变为“电量电费+容量电费”。其中，容量电费由不同地区 的成本回收政策决定；电量电费随市场交易变动，受电力供需关系影响。 容量电费将火电机组备用容量的可靠性价值从电价中拆分出来，相应的 2024 年 我国代理购电价格与容量电价之和相较于 2023 年代理购电价格有所下降。年内不同 月份的煤电容量电价之间存在差异，且部分生非未披露容量电价明细值，以 9 月容 量电费为准，忽略未披露容量电价明细值得省份，2024 年 1-9 月各省级代理购电价 格+煤电容量电价之平均值为 425.58 元/兆瓦时，同比 2023 年 1-9 月平均代理购电价 格下降 2.4%。

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能 生产、输送、使用外，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等服 务。电力辅助服务市场是电力系统可调节资源市场化配置的渠道，遵循市场原则， 为电力辅助服务主体提供经济补偿。 2024 年 10 月，国家能源局综合司发布《电力辅助服务市场基本规则（征求意见 稿）》，提出按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价 格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动完善电力 辅助服务市场建设。

3.3、 煤耗上升、煤价回落，行业盈利能力逐渐修复

2023 年火电行业全面实现扭亏，2024 年前三季度业绩持续增长。2021-2022 年， 煤炭供需失衡叠加地缘政治冲突，全球能源价格大幅上涨，煤炭价格屡创历史新高， 导致 2021 年火电行业陷入全行业亏损。2022 年以来煤炭价格回落，行业燃料成本压 力缓解，经营业绩修复，2023 年火电行业全面实现扭亏。2024 年前三季度环渤海动 力煤平均价格 718.54 元/吨，较 2023 年同期下降 0.9%。2024 年前三季度，火力发电 行业实现归母净利润 614.01 亿元，同比增长 12.1%。

2023 年我国供电煤耗同比转增。长年来，供电煤耗随着大容量、高参数机组的 投产，落后产能的淘汰，节能改造的实施，呈现持续下降的趋势。但随着煤电逐渐 转向调节为主的运行状态，2023 年，我国全口径煤电供电煤耗首次出现“不降反升”； 2024 年前三季度，我国全口径煤电供电煤耗 305.80 克/千瓦时，同比增长 0.8%。

整体来看，行业盈利能力持续修复。2024 年前三季度火力发电行业综合毛利率 15.0%，较2023 年同期提升1.9pct；行业归母净利率 6.6%，较 2023 年同期提升 0.8pct。

4、 水电：来水转丰支撑短期业绩，水风光基地贡献长期增量

4.1、 2024 上半年来水同比偏丰，上市公司业绩迎来修复

金沙江和长江流域：根据长江电力公告，2024 年前三季度，乌东德水库来水总 量约 888.52 亿立方米，较上年同期偏丰 12.6%；三峡水库来水总量约 3131.10 亿立 方米，较上年同期偏丰 20.3%。 澜沧江流域：根据华能水电公告，截至 2024 年 9 月末，澜沧江流域乌弄龙、 小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 5%、3.6%和 8.5%。 2024 年前三季度，长江电力实现营业收入 663.31 亿元，同比增长 14.6%；国投 电力实现营业收入443.95亿元，同比增长4.3%；华能水电实现营业收入194.18亿元， 同比增长 7.1%；桂冠电力实现营业收入 73.54 亿元，同比增长 20.6%。

ENSO（厄尔尼诺-南方涛动）事件对我国气候具有重要影响。厄尔尼诺（El Niño） 事件通常导致中国南方地区冬季降水增加，北方地区出现干旱和寒冷天气；相反， 拉尼娜（La Niña）事件则会带来中国北方地区的夏季降水增多和南方的干旱。 NINO3.4 指数是用来监测和分析 ENSO 事件的重要气候指标。据哥伦比亚大学国际 气候与社会研究所 IRI 预测，2025 年一季度末大概率将会转入 ENSO 中性。

4.2、 部分流域水电装机仍有增量，水风光储基地扩展增长空间

传统水电装机仍有增量，水电企业有望借助水风光一体化基地建设提升总装机 容量，扩展增长空间。华能水电在建、拟建水电项目 1173.6 万千瓦，十四五末期至 十五五时期有望陆续开始建成达产，全部投产后将贡献 45.84%水电装机增量；国投 电力在建、拟建水电项目 1151 万千瓦，投产时间主要集中在十六五时期，全部投产 后将贡献 54.09%水电装机增量。水电企业通过水风光一体化基地建设，打开盈利成 长空间，光伏发电与风力发电项目建设周期短，华能水电和国投电力的大部分在建 新能源电站项目将于 2024 年内建成投产。

我国大型水电站开发较为充分，长江流域已建成 4 座超大型水电站。我国的河 流可划分为内流河、松辽河流域、海河流域、黄河流域、淮河流域、长江流域、珠 江流域、东南诸河、西南诸河九大流域片。其中长江流域的年径流量最大，且流经 青藏高原、横断山脉、四川盆地、巫山等地势落差较大的地区，水能资源居全国第 一。截至 2023 年末，长江流域已建成三峡（22.5GW）、白鹤滩（16GW）、溪洛渡 （13.86GW）、乌东德（10.2GW）、向家坝（6.4GW）四座超大型水电站，澜沧江流 域已建成糯扎渡（5.85GW）超大型水电站，国内已建成装机容量超过 5GW 的水电 站仅有以上 5 座；已建成装机规模介于 3GW-5GW 的水电站 10 座。

澜沧江、雅砻江流域仍有较大装机增量空间。2022 年白鹤滩电站建成投产后， 水力发电板块上市公司暂无在建、待建超大型水电项目，优质大型水电站资产具有 稀缺性。华能水电在建大渡河流域硬梁包水电站和澜沧江上游托巴水电站等水电项 目装机容量合计 953.6 万千瓦，拟建澜沧江上游数个水电项目 269.8 万千瓦，十五五、 十六五时期有望逐步建成投产。国投电力在建水电主要为控股子公司雅砻江水电公 司雅砻江流域水电项目，装机容量合计 421 万千瓦，投产时间集中在十五五时期； 拟建牙根二级、雅砻江上游 10 座阶梯电站等数个水电项目装机容量合计 730 万千瓦。

水电是优秀的灵活性电源。目前，我国电力电量总体呈现“电量平衡有余，季 节性用电高峰期间电力平衡能力偏紧”的特点。水电相比煤电气电等其他电源，具 有运行灵活、安全可靠的绝对优势。水电站机组开机灵便、迅速，从停机状态到满 负荷运行仅需 1min~2min 时间，其增减负荷的迅速灵敏性有利于满足电网调峰和紧 急事故支援对上网容量的高标准要求此外，大规模新能源并网影响系统原有功率供 需平衡机制，负荷反调节特性十分明显，导致电网负荷峰谷差进步加大，而具有季 及以上调蓄能力的水库电站由于具有较大的调节库容，可调节出力范围大，可承担 电网调峰调频、事故备用、调节新能源出力波动的重任。

水光互补，提高新能源发电利用率。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所 导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统 的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效 缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。 以西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利 用有效库容调节风光出力波动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这 也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。

“十四五”可再生能源发展规划提出，依托西南水电基地，推进水风光综合基 地开发建设。做好主要流域周边风能、太阳能资源勘查，依托已建成水电、“十四五” 期间新投产水电调节能力和水电外送通道，推进水风光综合基地统筹开发。

华能水电：“十四五”期间拟在澜沧江云南段和上游段规划建设“双千万千瓦” 清洁能源基地。公司主动扩展风电、光伏电力项目业务范围，综合利用自身大中型 水电站库区及周边土地、水面、电站送出通道附近、可实现调节补偿等区域的风电、 光伏资源，因地制宜开展风电、光伏项目建设。2021 年公司完成新能源核准（备案） 386.8 万千瓦；2022 年，公司新增投产新能源装机 38 万千瓦；2023 年公司新增投产 新能源装机 131.31 万千瓦。截至 2024 年 3 月末，公司在建光伏项目合计 161.34 万 千瓦，其中 2024 年预计投产约 151.76 万千瓦。 国投电力：清洁能源为主、水火风光并济。截至 2023 年底，公司已投产控股装 机容量 4085.66 万千瓦，其中，水电 2128 万千瓦、占比 52.08%；火电 1254.08 万千 瓦（含垃圾发电）、占比 30.69%；风电 318.25 万千瓦、占比 7.79%；光伏 385.33 万 千瓦、占比 9.43%。截至 2023 年末，国投电力及其控股雅砻江水电公司合计在建风 力发电项目 120.81 万千瓦，合计在建光伏发电项目 431.74 万千瓦。

5、 核电：核准有望常态化，行业成长空间释放

5.1、 装机容量：“华龙一号”助力核准恢复，核电行业成长性得到强化

我国已形成“华龙一号”、“国核一号”自主三代核电技术。上世纪 80 年代以来， 我国以秦山一期 30 万千瓦起步，同时吸收法国 M310 技术，研发 60 万千瓦、百万 千瓦级二代热堆核能机型，实现了标准化、批量化发展。本世纪尤其在 2011 年福岛 核事故以后，我国对标全球最高安全标准，加快推进“华龙一号”、“国和一号”自 主三代核电实现批量化发展。目前，我国热堆技术已经实现了由二代向三代的全面 跨越并走出国门，2021 年“华龙一号”全球首堆——福建福清 5 号机组以及海外首 堆——巴基斯坦卡拉奇 K-2 机组正式投入商运。截至 2024H1，世界范围内在运“华 龙一号”机组 6 台，其中国内 4 台，巴基斯坦 2 台。“国和一号”一期示范工程于 2021 年开工，规划建设 2 台“国和一号”机组，机组单机发电功率 153.4 万千瓦，设计寿 命 60 年，有望于 2024 年年内投运。 “华龙一号”具备能动安全和非能动安全系统，极端条件下依旧能够保证安全。 历史上三次重大核事故使公众对核电的安全性产生了较大的怀疑，1979 年美国三哩 岛核事故、1986 年苏联切尔诺贝利核事故和 2011 年日本福岛核事故的共同原因在于 人为操作失误和极端情况导致的能动安全系统失效，最终导致堆芯过热熔毁、放射 性物质扩散。“华龙一号”可以抵御 17 级台风、9 度地震烈度；同时，“华龙一号” 非能动安全系统能够在电站断电的极端条件下，依靠重力、温差和压缩空气等自然 力，通过蒸发、冷凝、对流、自然循环等自然过程来带走热量，防止堆芯过热熔毁。

我国自主核电技术先进性得到验证，核电核准、建设进入快车道。2011 年福岛 核事故后，国务院《核电中长期发展规划（2011-2020 年）》提出“只在沿海安排少 数经过充分论证的核电项目厂址，不安排内陆核电项目”，“十二五”期间核准 10 台 机组，“十三五”期间仅核准 8 台机组。2021 年“华龙一号”全球首堆成功投入商运， 而后政府工作报告提出“确保安全前提下积极有序发展核电”，政策发生转向。 2022-2024 年分别核准核电机组 10/10/11 台机组，其中采用“华龙一号”技术的机组 18 台；截至目前，我国在运/在建/核准待建“华龙一号”机组累计达 30 台，我国核 电建设进入快车道。

核电行业护城河较宽，国内仅四家企业拥有核电牌照。我国核电的开发和运营 长期以来由中核、中广核两家核电央企主导，在引进美国三代技术 AP1000 后，控股 山东海阳核电的中电投与具备核电工程设计技术的国家核电重组合并为国家电投， 成为第三家具备核电业主开发资质的央企。2021 年，由华能集团控股的海南昌江二 期核电项目获得核准，标志着华能集团正式获得核电运营资质，成为我国第四家具 备核电运营资质的发电企业。 核电运营商呈现双寡头局面。截至 2024Q3，我国商运核电机组 56 台，装机容 量 58.22GW，其中，中国广核、中国核电、国家电投控股装机容量分别为 25.04GW、 23.75GW、2.51GW，占比 43.0%、40.8%、4.3%，中国广核与华能集团联营 6.71GW， 占比 11.53%；我国已核准在建/待建（不含国核示范工程与霞浦示范快堆）44 台，装 机容量 52.22GW；其中，中国核电（不含霞浦示范快堆）、中国广核（含广核集团委 托）、国家电投（不含国核示范工程）控股装机容量分别为 20.64W、16.80GW、7.51GW， 占比 39.5%、32.2%、14.4%。

5.2、 我国核电具备开发潜力，未来有望成为重要的基荷电源

核能是重要的清洁能源。根据能源研究所（EI）的数据，2023 年世界总发电量 29924.8TWh，核电贡献 2737.7TWh，占比 9.15%；经合组织（OECD）国家总发电 量 11178.6TWh，核电贡献 1831.7TWh，占比 16.39%。

我国核电装机容量、发电量占比均低于世界平均水平。根据中国核能行业协会 数据，2023 年我国累计发电量为 89092.0 亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为 4333.71 亿千瓦时，占全国累计发电量的 4.9%，远低于世界平均水平 9.1%和 OECD 国家平均水平 16.4%。截至 2023 年末，我国商运核电机组 55 台，装机容量 57.03GW， 仅占全国总发电装机容量的 2.0%。

三代核电相关设备国产化率超 90%，具备每年 10 台/套左右主设备制造能力。 “华龙一号”首堆设备国产化率达 88%，实现了反应堆压力容器、蒸汽发生器、堆 内构件等关键设备在内的 411 台设备的国产化；目前批量化建设阶段相关设备国产 化率已超 90%。截至 2023 年底，“国和一号”已实现整机 100%国产化能力。目前， 我国已形成每年 10 台/套左右的百万千瓦级压水堆主设备制造能力，具备同时建造 40 余台核电机组的工程施工能力。 未来十年有望保持每年开工 8-10 台百万千瓦核电机组的建设节奏。根据核能行 业协会的报告，预计到 2035 年，核能发电量在我国电力结构中的占比将达到 10%左右，与当前全球平均水平相当，到 2060 年，核能发电量占比需达到 18%左右，与当 前 OECD 国家水平相当。“十五五”和“十六五”期间，按年度开工 8-10 台百万千 瓦机组规模预计，2030 年、2035 年我国核电装机将分别达到 1.2 亿、1.5 亿千瓦左右， 发电量分别约占全国总发电量的 7.3%、10.0%。2022-2024 年，我国已连续三年每年 核准不低于 10 台机组，未来核准节奏有望维持平稳。 我国沿海核电厂址储备充裕，可满足中期发展需要。根据公开资料，沿海核电 厂址广西玉林、辽宁庄河、山东辛安等多个厂址已纳规，但尚无机组核准；现有核 电厂址浙江三门、浙江金七门、广东廉江等部分已纳规机组尚未核准，沿海核电厂 址储备充裕。根据公司公告，我国核电若按照当前每年 8-10 台的核准节奏，沿海的 核电厂址尚可满足“十四五”，甚至“十五五”的发展需要。

新型电力系统安全稳定运行需要核电提供坚强支撑。随着新能源装机和发电力 占比持续提升，电力系统主体电源由连续可控的火电机组变为弱可控和强不确定的 风光机组，高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显。常 规火电机组被新能源机组大规模替代导致系统转动惯量减少、电力系统保持频率和 电压稳定的能力下降。核电机组是同步发电机，具有转动惯量，能够提高系统阻尼， 为电力系统提供有效的功角稳定、电压稳定和频率稳定支撑，能够有效应对火电机 组减少带来的系统安全风险，是新型电力系统安全稳定运行的重要保障。 核电能够缓解华中地区电力供需困境。2024 年 4 月，中国核能行业协会发布《中 国核能发展报告（2024）》蓝皮书，建议优化核电布局，针对电力供应缺口问题突出 的华中省份，尽快启动核电项目建设；中国工程院院士、国家电网有限公司顾问舒 印彪指出，中国中部地区，位于能源供应的末端，水电资源已开发，在运煤电机组 多，风光资源不具备基地型开发条件，核电成为实现能源可持续供应和替代煤电的 较好选择，2030 年前后，应适时启动中部地区核电项目前期及工程建设工作，内陆 核电将对保障中部省份持续增长的用电需求、优化电源结构起到重要作用。 未来核电将充当电力系统的基荷电源发挥重要作用。根据国家电投的报告，未 来风光总容量将超过 50%，但要保证工业负荷瞬态安全，电网应该具有 60%的稳定 负荷供应能力，发电量：火电（25%）、水电（15%）、核电（20%）与储能联动。未 来核电装机容量应达到 4 亿干瓦、发电量在骨干电网占比应超过 20%，预计需要持 续建设 200 台以上的大型先进压水堆，直接总投资将超过 4 万亿。

核电站建设阶段可分为 FCD 准备、土建、设备安装、调试、并网五个部分。其 中，FCD 准备阶段指核电机组获得国务院核准至核岛浇筑第一罐混凝土（FCD，The First Concrete Date）；土建施工阶段指 FCD 至主厂房穹顶吊装就位；设备安装阶段指 核核岛系统设备全面安装施工至核岛主系统具备冷态功能试验条件；调试阶段指电 厂全面联合调试；并网阶段指发电机实现与电网首次并网后的调试。 截至 2024 年三季度末，我国在建/核准待建核电机组（不含示范工程）44 台， 装机容量 52.22GW。根据中国核电公告，华龙一号机组从核准至建设完成大约需要 7 年，目前多数在建/核准待建核电项目预计于“十五五”期间投产。根据中国广核 公告，集团承诺委托上市公司建设的惠州、苍南项目在满足资产注入条件下，最晚 不迟于核电项目正式开工建设之后五年内注入上市公司。在建及已核准项目全部投 产后，中国核电控股装机容量（不含霞浦示范工程）将较目前提升 86.91%，中国广 核管理的装机容量将较目前提升 60.52%。

6、 绿电：装机成本持续下降，环境价值有望提振绿电收益

6.1、 新能源投资成本持续下行，全国风光装机容量快速增长

新能源投资建设成本大幅下降。根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告， 2023 年，我国陆上风电、海上风电、大型光伏电站加权平均平准化成本（Levelised Cost of Electricity, LCOE）分别为 25.97 美元/兆瓦时、70 美元/兆瓦时、35.65 美元/兆瓦时， 分别较 2010 年下降 71.1%、34.9%、89.5%。

我国新能源累计装机容量快速提升。截至 2024H1，我国风电装机容量 466.71GW， 同比增长 19.9%；光伏装机容量 713.50GW，同比增长 51.6%。2024 年上半年，我国 新增风电装机容量 25.37GW，同比增长 6.7%；新增光伏装机容量 102.48GW，同比 增长 31.3%。

6.2、 市场机制建设逐渐完善，助力打通绿电环境价值传导机制

2017 年以前，我国绿电政策重点在于建立可再生能源发电全额保障性收购机制， 促进电网落实保障性收购任务。 2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》正式提出建立健 全“可再生能源电力消纳保障机制”，自 2019 年起，两部委每年印发各省级区域可 再生能源电力总量消纳、非水可再生能源电力消纳责任权重。 2020 年，山东、黑龙江、湖北、陕西、北京、重庆等地先后印发本地区“消纳 保障实施方案”，各类市场主体除了实际消纳可再生能源电量以外，还可以通过购买 其他市场主体“超额消纳量”、自愿认购绿色电力证书等方式完成消纳量。 2021 年国家能源局华北监管局出台修订的《京津冀绿色电力市场化交易规则及 配套优先调度实施细则》，北京电力交易中心出台《北京电力交易中心可再生能源电 力超额消纳量交易规则（试行），“可再生能源电力超额消纳量交易”和“绿证交易” 应运而生。 伴随着可再生能源消纳责任保障机制的建立，超额消纳量交易绿电绿证交易等 市场交易机制逐步形成，一系列举措标志着我国向着建立可再生能源电力发展和消 纳的长效机制又迈进一步。

2017 年，《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》 （发改能源〔2017〕132 号）提出建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系，试行 可再生能源绿色电力证书的核发工作，完善绿色电力证书的自愿认购规则，做好绿 色电力证书自愿认购责任分工，我国绿证机制开启试运行。风电、光伏发电企业出 售绿证后，相应电量不得再享受补贴。绿证核发对象暂限于陆上风电和集中式光伏 项目。 2019 年，《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发 改能源〔2019〕19 号）提出开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，鼓励平价 上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，促进风电、光伏发电通 过电力市场化交易无补贴发展。风光进入无补贴时代，亟待与其他支持政策衔接。 2023 年，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力 消费的通知》（发改能源〔2023〕1044 号）明确绿证适用范围，规范绿证核发，完善 绿证交易。2023 年 1044 号文，全方位提高绿证唯一性、通用性和权威性，标志着我 国进入“全面绿证”阶段。

绿电交易量迎来快速增长。2024 上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市 场交易电量 28470.3 亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量比重为 61.1%。其 中，省内绿电交易 905.4 亿千瓦时，同比增长 324.3%。 多个省区绿电交易量实现新突破。2024 上半年，海南省内“绿电+绿证”交易 总成交电量 6.47 亿千瓦时，是去年全年绿电交易量的 7.6 倍；新疆实现绿电交易电 量 8.6 亿千瓦时，较 2023 年全年绿电交易电量增长 2 倍。 绿证核发数量快速增长。2024 年上半年，国家能源局核发绿证 4.86 亿个，同比 增长 13 倍。其中，风力发电 1.97 亿个，常规水电 1.02 亿个，太阳能发电 1.33 亿个， 生物质发电 5435 万个，其他可再生能源发电 1.65 万个。核发补贴项目绿证 1.29 亿 个，核发无补贴项目绿证 3.57 亿个。自 2017 年实施绿证制度以来，累计核发绿证约 7.07 亿个，其中风力发电 3.15 亿个、常规水电 1.02 亿个、太阳能发电 2.29 亿个、生 物质发电 6068 万个、其他可再生能源发电 2 万个。 绿证交易规模显著提升。2024 年上半年，全国参与绿证市场交易的买方企业和 个人主体 3.9 万个，同比增长 4 倍，交易绿证 1.6 亿个（其中随绿电交易绿证 7737 万个），同比增长 6 倍，其中风力发电 9539 万个，太阳能发电 6413 万个，生物质发 电 18.5 万个，市场活力有效激发。

目前多省对绿电的环境价值作出限制，使其在较为稳定的范围内波动。由于绿 电的环境价值涉及与碳市场、能源消费量计算等环境属性相关机制，因此主管部门 对其合理波动范围有所预期，将其维持在稳定范围内也便于在市场初期与其他机制 对接，体现环境属性的一致性。部分绿电需求旺盛的省份如浙江、广东都对环境价 值的范围设定了限值。

内蒙古建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制，绿证被纳入可再生能源 电力消费核算范围，有望一定程度上提振绿证价格。2024 年 10 月，内蒙古自治区发 展改革委等部门联合出台《关于建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制若干 措施》，明确企业可再生能源电力消费量由物理消纳电量和购买绿证两部分组成，其 中，物理消纳电量由市场化项目自发自用可再生能源电量、用户绿色电力交易结算 电量、用户常规电力交易的可再生能源电量三部分组成。

7、 电网设备：国内总量高增、结构分化，海外市场景气延续

7.1、 国内市场：输变电稳健推进，特高压进度偏慢，电表招标保持平稳

截至 2024 年 10 月底，国网 2024 年输变电设备招标额同比保持稳健增长。不考 虑单一来源和增补项目，国网 2024 年前 5 批输变电设备招标额合计 658.54 亿元，达 2023 年全年 6 批招标额的 97.4%；2022 年-2024 年前 10 月分别招标 503.26、675.90、 658.54 亿元。国网 2024 年前 5 批特高压设备招标额合计 179.28 亿元，占 2023 年全 年 6 批招标额的 44.2%，进度偏慢，预计 2024 年 Q4 有望加快；2022 年-2024 年前 10 月分别招标 34.38、405.23、179.28 亿元。

截至 2024 年 10 月底，国网 2024 年前 2 批电表金额同比下降；年内还有第三批 电表招标，全年预计持平。国网 2024 年前 2 批电表招标额合计 169.12 亿元，达 2023 年全年 2 批招标额的 72.6%。2022 年-2024 年前 10 月分别招标 256.40、232.86、169.12 亿元。

7.2、 海外市场：需求稳健增长，变压器、高压开关出口高增

2024 年前三季度，变压器、电线电缆、电气开关、电能表四类设备出口总金额 3644.99 亿美元，同比增长 9.0%。结构上看，低压开关出口金额 1731.74 亿美元，占 比47.5%；电线电缆开关出口金额1358.09亿美元，占比37.3%；变压器出口金额332.15 亿美元，占比 9.1%；高压开关出口金额 211.48 亿美元，占比 5.8%；电能表出口金 额 11.53 亿美元，占比 0.3%。

低压开关、电线电缆出口规模较大，2024 年前三季度保持平稳增长。2024 年前 三季度低压开关出口额 1731.74 亿美元，同比增长 3.2%，较 2022 年增长 4.1%；电 线电缆出口额 1358.09 亿美元，同比增长 10.9%，较 2022 年增长 6.3%。

2024 年前三季度，变压器、高压开关出口额持续高增。变压器出口额 332.15 亿 美元，同比增长 26.6%，较 2022 年增长 56.93%；高压开关出口额 211.48 亿美元， 同比增长 24.1%，较 2022 年增长 70.88%。

2024 年前三季度，电能表出口金额 11.53 亿美元，同比增长 10.3%，较 2022 年 同期增长 34.56%；均价 25.23 美元，同比增长 27.9%，涨幅 5.50 美元。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）